пн.–пт. 10:00–19:00
  • Нижний Новгород +7 (495) 795-60-31
    доставка курьером, оплата при получении
  • Москва +7 (495) 990-71-77
    доставка 1–2 дня, самовывоз в день заказа

Работа бурильной колонны

Технологическая оснастка обсадной колонны. Элементы оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин.

Эластичные уплотнительные манжеты продавочной и запорной пробок при движении внутри обсадной колонны плотно прижимаются к ее стенкам и надежно отделяют тампонажный раствор от продавочной жидкости. Продавочная пробка имеет конусный наконечник с уплотнением для плотной посадки на упорное стоп-кольцо, а запорная пробка — в нижней части конусный поясок с уплотнением для плотной посадки на седло верхней втулки.

Обсадная колонна

Обтекаемая форма падающей пробки и наличие ребер-стабилизаторов ускоряют ее погружение в столбе промывочной жидкости в колонне. В нижней части падающей пробки выполнен конусный поясок с уплотнением для посадки на седло нижней втулки. Присоединительные резьбы муфты выполняют в соответствии с ГОСТ — 80 на обсадные трубы и до начала использования муфты защищают от загрязнения и повреждения предохранительными пробками и колпачками. Хвостовики и секции обсадных колонн спускают в скважины на бурильных трубах, которые соединяют с обсадными с помощью различных устройств, носящих общее название разъединителя. Они предназначены для обеспечения безопасного спуска и цементирования хвостовиков или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. При разгрузке хвостовиков или секций обсадных колонн на забой скважины или друг на друга происходит изгиб колонны с различной интенсивностью. Отклонение от оси зависит от веса колонны, диаметра обсадных труб и радиального размера ствола скважины. Для предотвращения изгиба хвостовики или секции обсадных колонн подвешивают в стволе скважины с помощью подвесных устройств. При креплении скважин секциями обсадной колонны для глубинного соединения стыковки секций между собой используют соединители. В целях герметизации верхней части зацементированных хвостовиков или секций обсадной колонны применяют герметизирующие устройства, перекрывающие кольцевое заколонное пространство. Все перечисленные средства оснащают необходимыми принадлежностями и составляют комплексы устройства для крепления скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн. Эти комплексы имеют ряд модификаций, различающихся как принципом, так и конструктивными особенностями.

обсадная колонна и элементы ее оснастки

Разъединитель состоит из двух основных частей: Все разъединители, у которых основной несущий рабочий элемент — левая резьба, носят общее название резьбовых. Разъединители, у которых муфтовая и ниппельная части взаимодействуют друг с другом без помощи резьбы, объединены в группу безрезь-бовых. Действие резьбовых разъединителей заключается в отвинчивании бурильных труб от обсадных в скважине вращением бурильной колонны вправо. Действие безрезьбовых разъединителей для разъединения пары муфта — ниппель не связано с вращением бурильной колонны.

обсадная колонна и элементы ее оснастки

Пакерующий узел предназначен для обеспечения циркуляции жидкости через башмак хвостовика или секции после отсоединения обсадных труб от бурильных в разъединителе. Наличие пакерующего узла позволяет предварительно отсоединять бурильные трубы от обсадных и затем цементировать хвостовики или секцию обсадной колонны. Нижнюю часть секционной пробки подвешивают на срезных калиброванных штифтах на конце патрубка, ввинчиваемого в ниппель разъединителя, а верхнюю помещают в цементировочную головку и при цементировании продвигают по бурильным трубам. При ее посадке в седло подвесной пробки возникает избыточное давление, штифты срезаются, и освободив-. Резьбовые разъединители рекомендуется применять для спуска хвостовиков или секций обсадных колонн, общая масса которых составляет не менее 5 т, а также в случаях, когда при креплении скважины не требуется вращать обсадную колонну. При проверке разъединителя в процессе контрольного свинчивания вручную на поверхности следует подсчитать число полных оборотов и убедиться, что все витки левой резьбы входят в зацепление, а развинчивание осуществляется без затруднений. В случае спуска хвостовиков или секций обсадной колонны массой более т левую резьбу рекомендуется испытать приложением к разъединителю растягивающей нагрузки, превышающей массу спускаемых обсадных колонн на — кН. Выдержка под нагрузкой должна быть не менее 30 мин, после чего проверяют характер соединения и состояние левой резьбы. В случае затруднений при отвинчивании ниппельной части разъединитель бракуют. Левое резьбовое соединение разъединителя при полном свинчивании часто оказывается негерметичным и пропускает жидкость даже при небольших перепадах давления. В связи с этим для обеспечения герметичности соединения над резьбовой частью ниппеля устанавливают резиновую самоуплотняющуюся манжету. В собранном виде разъединитель испытывают на герметичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Для смазывания левой резьбы разъединителя необходимо применять только тугоплавкие уплотнительные смазывающие составы типа Р, а резиновые самоуплотняющиеся манжеты и пакерующие элементы изготовлять из нефтетермостойкой резины. Кольцевое пространство между ниппелем и муфтой выше левой резьбы заполняют тугоплавким смазочным материалом. Левое резьбовое соединение после свинчивания вручную окончательно закрепляют цепным ключом с вращающим моментом примерно Н-м. Крепление левой резьбы машинными ключами не рекомендуется. На практике также применяют резьбовые разъединители, дополнительно снабженные шлицевой парой, которые, находясь в зацеплении, позволяют вращать хвостовик или секцию обсадной колонны, поскольку воспринимают полностью усилие вращающего момента и исключают передачу его на левое резьбовое соединение. Верхняя часть шлицевой пары жестко связана с ниппелем разъединителя, а нижняя подвижно связана в осевом направлении с муфтой разъединителя и зафиксирована в ней срезными калиброванными штифтами.

Для вывода из зацепления шлицевой пары в бурильные трубы сбрасывают металлический шар, который свободно проходит в жидкости по трубам и перекрывает отверстие в нижней шлицевой втулке. Под действием внутреннего избыточного давления калиброванные штифты срезаются, и шлицевая втулка перемещается вниз, выходя из зацепления с верхней втулкой. При разомкнутой шлицевой паре вращение бурильных труб вправо приведет к отсоединению их от обсадных труб в левой резьбе разъединителя. Муфта и ниппель разъединителя связаны с помощью двух или трех кулачков, находящихся на ниппельной части, которые вводятся в соответствующие L-образные пазы муфты и в рабочем положении фиксируются штифтами. Конструкция кулачкового разъединительного устройства исключает возможность отсоединения бурильных труб от обсадных при вращении в скважине. Указанные устройства рекомендуется применять в скважинах, крепление которых осуществляют с проработкой осложненного ствола в процессе спуска хвостовика или секции. В состав кулачкового разъединителя обязательно входит пакерующий узел, который представляет собой набор самоуплотняющихся резиновых манжет из износоустойчивой нефтетермостойкой резины. Пакерующий узел устанавливают на несущей трубе, ввинчиваемой снизу во внутреннюю часть разъединителя. Пакерующий узел герметизирует разъемные части кулачкового разъединителя до тех пор, пока резиновые элементы находятся внутри верхней трубы хвостовика или секции обсадной колонны. Поэтому его устанавливают, как правило, не под самым кулачковым ниппелем разъединителя, а на расстоянии 8—10 м от него. Кулачковый разъединитель собирают следующим образом. На верхнюю обсадную трубу, внутреннюю поверхность которой предварительно очищают от окалины, грязи, пыли и смазывают, навинчивают муфту разъединителя. В муфту вставляют ниппельную часть в закрепленной на ней несущей трубой, которая оснащена пакерующим узлом и подвесной секционной пробкой. Кулачки ниппеля совмещают со сквозными пазами муфты, а затем подачей ниппеля вниз вводят их до упора. В заряженном рабочем положении муфту и ниппель кулачкового разъединителя фиксируют срезными калиброванными штифтами, которые рассчитывают на срез усилием 30— кН в зависимости от веса колонны труб и осевой нагрузки при возможной проработке ствола в процессе спуска хвостовика.

Чтобы разомкнуть разъединитель, его ниппельную часть опускают до среза штифтов и смещения кулачков по глухим пазам до упора. При этом контролируют, чтобы перемещение кулачков вверх не превышало длины несущего патрубка с уплотнителями. На кулачки действуют осевые срезающие и сминающие нагрузки от бурильных и обсадных труб. Они также воспринимают усилия крутящего момента при вращении труб, когда спуск хвостовика или секции обсадной колонны сопровождается проработкой ствола. Кулачки должны выдерживать все воспринимаемые ими нагрузки и не подвергаться деформации, повреждениям или излому. Прочность кулачкового разъединителя увеличивают, изменяя число кулачков или используя материал повышенной прочности, из которого изготовляют разъединитель. Разъединитель в собранном виде испытывают на герметичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое рабочее давление и проверяют на взаимодействие кулачкового ниппеля с муфтой. Основные преимущества кулачкового разъединителя — возможность вращать колонну бурильных труб в процессе крепления скважин, предварительно отсоединять бурильные трубы от обсадной перед цементированием, а также использовать разделительные пробки при цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн. Недостатки кулачковых разъединителей — сложность конструкции и необходимость разгрузки хвостовика или секции обсадной колонны для отсоединения от них бурильных труб. В замковых разъединителях рис. Замковые разъединители в отличие от кулачковых позволяют проводить все операции при спуске хвостовика: Упорное кольцо стоп-кольцо служит для остановки цементировочных пробок. Его устанавливают выше обратного клапана, обычно на ближайшем стыке труб. Применяют фонари пружинного и жесткого типов. Более широко применяют пружинные фонари. Они состоят из нескольких пружинящих планок, которые своими концами закреплены электросваркой на кольцах. Фонарь свободно надевают на обсадные трубы. Чтобы ограничить его осевое перемещение, между верхним и нижним кольцами располагают упорное кольцо, которое приваривают к обсадной колонне. Установка фонарей предохраняет колонну от прилегания к стенкам скважины, тем самым облегчает ее спуск и улучшает качество цементирования. Скребки используют для механической очистки стенок скважины от глинистой корки с целью обеспечения более прочной связи образующегося цементного камня с породами, слагающими стенки скважины. Радиальные скребки могут быть установлены на кольцах пружинных фонарей. Во время спуска обсадной колонны при возвратно-поступательном, вращательном или поступательном вниз движении скребки своими щетками снимают глинистую корку и обнажают породу на стенках скважины.

12 крепление скважин глава и разобщение пластов

После спуска очередной обсадной колонны производят ее цементирование. Перед проведением цементирования обсадных колонн определяют необходимую высоту подъема тампонажного раствора за колонной с учетом требований ее безопасной эксплуатации, выбирают способ цементирования и тампонажные материалы, взависимости от геологических и физико-химических условий проведения работ, производят расчет цементирования скважины, на основании которого определяют количество требуемых материалов, число цементировочных агрегатов, цементно-смесительных машин и другого оборудования. Для различных геологических условий проведения работ применяют несколько способов цементирования обсадных колонн: Одноступенчатое цементирование с разделительными пробками рис. Процесс цементирования производят следующим образом. После подготовки скважины к цементированию и приготовления первой порции тампонажного раствора в обсадную колонну вставляют разделительную пробку. Одновременно с этим включают цементировочные агрегаты и цементно-смесительные машины. Тампонажный раствор поступает в скважину рис. После закачивания требуемой порции тампонажного раствора из цементировочной головки спускают верхнюю разделительную пробку рис. Тампонажный раствор между двумя пробками движется к забою скважины. Нижняя разделительная пробка, достигнув стоп-колъца, останавливается и под действием давления тампонажного раствора в ней разрушается перемычка. Тампонажный раствор через нижнюю пробку и башмак колонны поступает в затрубное пространство рис.

обсадная колонна и элементы ее оснастки

Процесс продавливания тампонажного раствора заканчивается при достижении верхней разделительной пробкой нижней и резком увеличении давления нагнетания рис. Перед этим по объему закаченной продавочной жидкости определяют остаток времени продавливания и переходят на работу одним агрегатом, чтобы избежать чрезмерного скачка давления в момент сигнала "Стоя". Манжетное цементирование отличается от описанного выше способа тем, что возникает необходимость нижний интервал обсадной колонны не цементировать. Такая необходимость возникает при опасности зацементировать сильно дренированные продуктивные пласты. Для этого выше продуктивного пласта над кольцом "Стоп" устанавливают заливочную муфту, а над продуктивным пластом манжету или пакер, отделяющие продуктивный пласт от цементируемого пространства. Тампонажный раствор между двумя разделительными пробками поступает до заливочной муфты и далее через ее отверстия поднимается вверх по затрубному пространству, не попадая в продуктивный пласт.

  • Как оснастить удочку для щуки
  • Ловля карася летом на кормушку видео
  • Ловля на поплавок для начинающих видео
  • Стойка для удилища телескопическая salmo
  • Двухступенчатое цементирование осуществляют с выходом первой порции тампонажного раствора через башмак обсадной колонны, а второй порции - через заливочную муфту. Такой способ применяют с целью уменьшения гидростатического давления столба тампонажного раствора на стенки скважины. Первый этап цементирования производится аналогично одноступенчатому цементированию, однако разделительные пробки не используются. Нижнюю разделительную пробку продавливают. В после закачивания первой порции тампонажного раствора и продавочной жидкости в объеме несколько меньшем, чем объем обсадной колонны от башмака до муфты. После продавливания нижней пробки закачивают вторую порцию тампонажного раствора, продавливают вторую разделительную пробку и закачивают продавочную жидкость. Процесс прекращается при получении сигнала "Стоп". Муфты, применяемые при двухступенчатом цементировании, отличаются от муфт манжетного цементирования тем, что при закачивании первой порции тампонажного раствора их отверстия закрыты. Их открытие осуществляется в момент посадки нижней разделительной пробки в свое гнездо за счет роста давления. Цементирование хвостовика или нижней секции обсадной колонны при их секционном спуске, если колонна спускается на большую глубину, отличается тем, что спуск производят на бурильных трубах. Обсадную и бурильную колонны соединяют переводником с левой резьбой для их разъединения после цементирования. При спуске хвостовика его заполняют буровым раствором. После спуска в бурильные трубы закачивают требуемое количество тампонажного раствора и продавливают его жидкостью из расчета заполнения внутреннего объема бурильной и обсадной колонн, исключая объем тампотажного раствора в нижней части обсадной колонны цементный стакан. После расчета цементирования и выбора состава цементного рас твора в проектах приводится техническая характеристика цементиро вочных агрегатов, смесительных машин, схема обвязки устья скважи ны при цементировании [16, 20, 25, 35]. Выбираем цементировочный агрегат ЦАМ. Определим требуемое число цементосмесительных машин m. Вместимость одного медного бака ЦАМ составляет 6,4 м3, поэтому для закачки буферной жидкости выбираем один агрегат. А и Б — перспективные горизонты Продавочная жидкость закачивается до момента выравнивания уровней столбов тампонажного раствора в кольцевом пространстве и колонне труб а также уровней столбов буферных жидкостей. После этого колонна приподнимается на 20—30 м выше верхней границы мос та. При использовании устройства УЦМ объем тампонажного рас твора, транспортируемого в заданный участок скважины по колонне Т а б л и ц а Буферная жидкость k1 k2 k3 k Трубы с внутрь высаженными концами Вода 0,05 0,02 0,4 0, Отсутствует 0,1 — — 0, Гладкопроходные трубы Вода 0, 0,02 0,4 0, Отсутствует 0, — — 0, НТК между двумя разделительными пробками, Vц. Для облегчения расчетов в табл.

    Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам. Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам , мы в течении рабочих дней удалим его. Книги, научные публикации По принципу действия различают три группы обратных клапанов: При креплении наклонно направленных скважин применение цен траторов обязательно. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачкой тампонажного раствора для предотвращения его смешивания с буро вым раствором; верхнюю — после закачки тампонажного раствора и перед закачкой продавочной жидкости. Площадь поперечного сечения и объемы стволов с желобами и ка вернами определяют по следующим формулам: По устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пла стовых вод выделяют следующие виды тампонажных цементов: По объемным деформациям тампонажного камня при твердении в водной среде в 3-суточном возрасте цементы подразделяют на сле дующие: Сроки схватывания тампонажных цементов ГОСТ — В качестве примера рассмотрим устройство для подвески секции на воронке предыдущего хвостовика. При наличии в конструкции скважины хвостовика подвеска нижней секции эксплуатационной колонны осуществляется на его воронке. Подготавливают рабочее место у устья скважины: Обращают внимание на усиление освещенности рабочих мест, навешивают дополнительные светильники. В подготовительный период на буровую доставляют достаточное количество с резервом дополнительного инструмента, который понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по секциям в порядке их спуска. Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны посадки, прихваты, затяжки и т. Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается во избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в прохождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне бурильных труб спускают ее в ствол скважины на всю глубину закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных труб. Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости.

    Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть , графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины. Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину. Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов центраторы, скребки, турбулизаторы и др. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб. Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. W - осевой момент сопротивления труб в рассматриваемом сечении, см 3. По длине участка L , принятой из условия п. Для каждого сечения нижних труб секции колонны произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле. При удовлетворении неравенства 2 расчет закончен. При неудовлетворении 2 принять решение об упрочнении колонны или уменьшении величины L с перерасчетом.

    обсадная колонна и элементы ее оснастки

    По данным геофизических исследований определить длину свободной от цемента части колонны и диаметры незацементированного ствола скважины. Выбрать необходимую информацию из фактической компоновки обсадной колонны. Произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле.

    ЛЕКЦИЯ 11. Технологическая оснастка обсадных колонн

    При удовлетворении 3 колонна может быть разгружена полностью. Принимается решение о невозможности разгрузки обсадной колонны. Величина k в формуле 1 принимается равной 1, Значения q i принимаются без учета облегчения труб в буровом растворе. В расчетных зависимостях не учитывается частичное зависание колонны за счет трения и пространственного искривления при изгибе за счет разгрузки. Исходная геолого-техническая информация ИГТИ формируется с указанием глубин по вертикали и по длине колонны. Глубина установки устройства ступенчатого цементирования по п. Интервалы установки секций при спуске колонны секциями по п. Давления гидроразрыва пород по глубинам в интервале цементирования открытого ствола скважины. Порядок выбора типа тампонажного материала композиций. Выбор типов тампонажных материалов или композиций ниже - цемента осуществляется отдельно для ступеней или секций колонны. С учетом требований по п. Проверяется пригодность цемента ов по п. В случае необходимости для этого интервала применяется другой тип ы цемента из табл. Из выбранных по п. После процедуры по п. Р гп - давление гидроразрыва пласта; при бурении в условиях поглощений в качестве Р гп принимается давление начала поглощения. Плотности тампонажных растворов по интервалам должны быть убывающими по высоте и одинаковыми для данного типа цемента. Плотность раствора в верхнем интервале должна, как правило, удовлетворять условию. Портландцемент тампонажный с минеральными добавками для темп. Цемент тампонажный термосолестойкий утяжеленный для темп. Отложения бишофита цементируются специальными составами на основе каустического магнезита или хлорида магния, затворенными насыщенными растворами бишофита или хлорида магния. Тампонажные композиции приготавливаются из сухих компонентов на специальных смесительных установках. Коррозионная стойкость цементного камня из смесей увеличивается при добавках в жидкость затворения высокомолекулярных полимеров типа КМЦ, гипан, ПВС, а также реагентов НТФ, лигносульфонатов и др. При невозможности выполнения требований по п. Для цементирования скважины методом прямой циркуляции в один прием, в том числе по ступеням и секциям, допускается, как правило, применение не более 2 типов цементов.

    При подборе рецептур для конкретных скважин подлежат определению в соответствии с требованиями разд. Для РПИС дополнительно определяется начало схватывания после перемешивания тампонажного раствора в консистометре по программе, имитирующей процесс цементирования скважины по времени и термобарическим условиям. Плотность склонных к вспениванию тампонажных растворов необходимо измерять двумя способами: При отсутствии прибора для определения плотности раствора под давлением, истинную его плотность определяют расчетным путем по формуле: В анализе, выдаваемом лабораторией, необходимо указывать истинную расчетную плотность и замеренную прибором. При этом замере плотности в лаборатории должен использоваться тот же тип прибора, что и на буровой. Растекаемость тампонажного раствора, характеризующая его способность к прокачиванию насосами, должна быть не менее 16 см. Определяется по ГОСТ Время загустевания тампонажного раствора должно определяться на консистометре при динамической температуре и среднем значении давления в цементируемом интервале. Динамическую температуру у башмака колонны муфты, стыка секций определяют по формуле: Н - глубина башмака колонны муфты, стыка секций по вертикали, м. Динамическая температура t д на глубине L равна: Водоотделение и водоотдача тампонажного раствора определяются в тех случаях, когда эти свойства раствора регламентированы см. Реологические параметры тампонажных растворов, - структурная вязкость и динамическое напряжение сдвига, определяют с помощью вискозиметра ВСН-3 или другого аналогичного прибора по заявке бурового предприятия. Прочность цементного камня при изгибе через 24 ч твердения тампонажного раствора определяется: Проницаемость тампонажного камня определяется на приборе типа ГК-5 или другом, имеющемся на вооружении лаборатории. При выборе исходной жидкости затворения тампонажного раствора рекомендуется пользоваться ориентировочными данными табл. При невозможности подбора рецептуры тампонажного раствора, удовлетворяющей динамическим термобарическим условиям всего цементируемого интервала, а при применении двух типов цемента - для верхней порции, рассматриваются варианты: Результаты подбора рецептуры тампонажного раствора и камня оформляются по форме прил. Расчет объемов тампонажного раствора, жидкости затворения, количества материалов. Объем затворяемого тампонажного раствора V mp , м 3. D , d - наружный диаметр колонны и внутренний нижнего участка соответственно, м;. L - протяженность интервала цементирования, м;. K 1 - коэффициент потерь тампонажного раствора, 1,0 - 1, Величины V i должны выдаваться геофизическим предприятием по результатам интерпретации кавернопрофилеграмм или рассчитываться по усредненному условному диаметру ствола скважины с учетом опыта их расшифровки в данном районе.

    Допускается расчет V i производить для однотипных условий бурения, кроме газовых и газоконденсатных скважин, по установленным в данном районе базовым данным. Величина K 1 принимается равной 1,03 при затворении цемента без применения, как исключение, осреднительной емкости; 1,01 - 1,03 с применением осреднительной емкости; 1,0 при затворении закрытым способом прил. По согласованию между подрядчиком и заказчиком коэффициент запаса может быть увеличен в случае бурения и цементирования скважин в условиях частичных поглощений. Объем тампонажного раствора рассчитывается отдельно для каждой рецептуры, а также для каждой ступени цементирования. Плотность сухой массы стандартных цементов по видам дается в табл. Плотности других тампонажных материалов следует определять известным методом. Общая масса цемента для приготовления расчетного объема тампонажного раствора G ц , кг. Выход раствора из кг цемента V тр , м 3 , определяется в лаборатории экспериментально. Замеренный выход тампонажного раствора может дать завышенное значение, если при затворении цемента раствор вспенивается за счет вовлечения воздуха при перемешивании раствора. В этом случае выход раствора следует определять расчетным путем. Объем жидкости затворения V жз , м 3. Повышенное значение K з принимается, если после закачивания тампонажного раствора в скважину цементировочные агрегаты промываются остатками необработанной жидкости затворения. При использовании для обработки тампонажных растворов химических реагентов принимать минимальное значение K з , а промывку цементировочных агрегатов осуществлять технической водой. Количество химического реагента q xp в кг, содержащегося в 1 м 3 жидкости затворения, определяется по формуле. Общее количество химического реагента Q xp для V жз , кг. Рекомендуемые специальные тампонажные композиции. Облегченный состав для низких положительных и отрицательных ММП температур. Приготавливается дозированной загрузкой в СМН с перетариванием. Приготавливается дозированной загрузкой СМН с перетариванием. Структура гидравлической программы цементирования. Рассчитать необходимую подачу Q для обеспечения режима течения тампонажного раствора в призабойной зоне скважины в затрубном пространстве: Рассчитать максимально допустимое забойное давление [ Р з ] из условия предотвращения поглощений или гидроразрыва пород: Принять для начала счета максимально возможную суммарную подачу ЦА тампонажного раствора Q ца , откачиваемого из осреднительной емкости ей в соответствии с технологической схемой цементирования прил.

    Произвести закачивание всего объема тампонажного раствора с подачей Q зн. Произвести закачивание всего объема тампонажного раствора с наращиванием подачи от Q зн до Q ца , не превышая Р бм. Тампонажный раствор не вышел из башмака обсадной колонны. По окончании ОЗЦ бурильные трубы отвинчивают в левом переводнике и извлекают из скважины вместе с шаром, корпусом, втулкой и патрубком. Цементировочная головка - предназначена для цементирования скважин с расхаживанием колонн и позволяет производить продавку цементного раствора буровыми насосами. Она состоит из переводника, имеющего резьбу для соединения с рабочей трубой, патрубка, корпуса, в котором устанавливается разъединительная пробка, удерживаемая стопорными винтами. Нижняя часть корпуса оканчивается резьбой для соединения с обсадной колонной, верхняя часть закрыта стаканом, имеющим уплотнительные резиновые кольца. К верхнему торцу стакана приварена крестовина, в которую вставлена втулка. Втулка служит направлением для штока, оканчивающегося тарелкой. Последняя поджимается пружиной к конусной расточке переводника и выполняет роль обратного клапана. Головка имеет байпасные линии, линию для выталкивания разделительной пробки и отвод для соединения с цементировочным агрегатом. Цементировочные пробки - применяют для разделения бурового раствора и продавочной жидкости от тампонажного раствора при транспортировании их по трубам в скважине и получения сигнала об окончании тампонажного раствора. Потайные колонны и секции обсадных колонн можно подвешивать на цементном камне в обсаженной и необсаженной частях ствола без ограничений их длины, глубины скважины и кольцевых зазоров, но при обязательном подъеме тампонажного раствора на всю длину цементируемой колонны. Они делятся на нижние и верхние. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачкой тампонажного раствора для предотвращения его смешивания с буровым раствором. Верхнюю пробку вводят в обсадную колонну после закачки тампонажного раствора и перед закачкой продавочной жидкости. При цементировании потайных колонн и секций обсадных колонн используют верхние двухсекционные пробки, состоящие из двух частей: В промежуточных колоннах при последующем углублении ствола их разбуривают.

    Для обсадных колонн диаметром мм и более в ряде случаев применяют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетоков бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины.


    Комментарии

    Комментариев пока нет. Будьте первым комментатором!





    Регистрация





    Вход с паролем



    Забыли пароль?